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1、4油田新技术能够实现远程监测和控制的智能完井技术最初只是作为那些要 求投入较高或技术上有难度的修井作业的替代方案， 如今这一技术 已经发展成为一种功能强大的油藏管理工具。今天，无论是智能井 还是进行自动化管理的油田， 其目的都是为了提高可采储量和产量。 尽管初期智能井技术在整个行业内的推广进程比较缓慢， 但随着该 技术可靠性的不断增强， 智能井的数量在未来五年里有望实现五倍 的增长。智能完井一种油气井自动管理形式在编写本文过程中得到以下人员的帮助， 谨表谢 意：尼日利亚拉各斯的 Marco Pellicer 和 Michael Steelman；美国马萨诸塞州坎布里奇的 T.S. Ramakr
2、ishnan；Rosharon的Emmanuel Rioufol和Adam Vasper，以及斯塔万格的Mikhail Zakharov。DECIDE!， ECLIPSE 100， FloWatcher， Intellitite， InterACT， MultiPort，PhaseTester，PIPESIM，PressureWatch， QUANTUM，USI（超声波成像仪）和WellNet等是 斯伦贝谢公司的商标。1. Gao C， Rajeswaran T和Nakagawa E： “A Literature Review on Smart Well Technology” ，SPE 10
3、6011， 发表在SPE生产与作业研讨会上， 美国俄克拉 何马州俄克拉何马城，2007 年 3 月 31日 -4 月 3 日。Stephen Dyer 沙特阿拉伯宰赫兰 Yasser El-Khazindar Angel Reyes 美国得克萨斯州RosharonMichael Huber 奥地利Baden Ian Raw 挪威斯塔万格 David Reed 苏格兰阿伯丁随着石油工业上游领域不断成功 实现对已开采储量的接替， 关于全球石 油产量即将开始下降的种种预测被一次 次地证明是不准确的。 在这些新增储量 中， 很大一部分来自于技术创新。 一些 专家认为， 在近期实现突破的、 能够增 加可
4、采储量的技术中， 智能完井 （可以 在不实施修井作业的情况下在井底对产 层进行监测和控制） 可能是最重要的一 项技术。 正如那些认为全球石油资源正在 逐步耗尽的人士所指出的那样， 除了在 深水和超深水以及其他偏远地区还可能 发现一些相当规模的油气储量之外， 与 过去相比，新发现油藏的规模往往较 小，而且更难以开采。因此，石油工业 的原油采收率 （指的是在原始地质储量 中， 在经济上和技术上可行， 能够被开 采到地面的那部分储量）总是徘徊在 35%左右1。最新的钻井和完井技术实 现了储层接触面积的最大化和井眼的精 确布置， 而智能井技术通过将上述两项 技术相结合以及通过对油藏进行实时监 测和控制
5、， 能够显著地提高储层采收率 和原油产量。本文对智能完井的增效实例进行了 探讨， 重点叙述了智能井从当初作为钻 机修井作业的一项替代技术， 发展成为 目前包括油藏优化管理在内的成熟技术 的演变过程。通过墨西哥湾、北海、沙 特阿拉伯及非洲地区的一些实例研究， 说明了如何利用智能井技术来以更低的 成本提高采收率， 探寻获得新油气发现 的潜力及大幅降低产水量。 另外， 由于 实时监测和控制技术在效益更高的注水 井和气举井中得到了应用， 本文还对智 能完井技术在这一扩展领域的应用进行 了分析。从无钻机修井作业到油藏管理 智能井的核心是地面驱动的井底阀 （能够对来自各个储层或分支井的流量 进行控制） 以
6、及永置式井底温度和压力 传感器。从概念上来讲， 这些井底阀是 从传统的由电缆和连续油管驱动的流动 控制阀演化而来，利用工作筒实施作 业， 工作筒的内轮廓与转位工具的外轮 廓相匹配。52007年冬季刊? ? ?6油田新技术 由电缆和连续油管驱动的流动控制阀。 这些装 置在平衡封隔地层与油管柱之间的压力， 实施现 场酸化处理和在选择性完井中引导流体从套管流 入油管等应用中，使用装有汽门的内套筒。内套 筒的坐放短节可以配置成独特的形状， 以便可以 利用标准电缆和连续油管传送的转位工具来选择 性地打开或关闭各个套筒。 滑套是油管柱的一部 分。 可用油管或电缆回收的流动控制阀。 与以前的智能流动控制阀不
7、同， 这些控制阀并不需要利用电缆 或连续油管作业来关闭、 打开或不断调整流动面积， 而是通过一个液压式毛细管（左）对其进行远程 驱动，或在电气系统中通过向机电驱动器发送一个电信号来实施控制（右）。图中的两种控制阀都可 以用油管回收。? ?在井筒内各个系列的阀中， 每个阀 都有其独特的形状，这样转位工具就 可以通过其他阀而只着陆于某一特定 的阀。电缆作业人员可以通过改变转 位工具的形状来选择打开或关闭某个 特定的阀门（左图） 。 在井口易于进入的情况下， 利用滑 套从单个井筒进入多个产层实施作业是 一个相对简单、 低风险、 低成本的方法。 但是在20世纪90 年代，随着水下完井 及大位移完井数量
8、的激增， 传统的电缆 方法在经济和技术层面上都出现了问 题。 要在深水环境中实施常规的修井作 业需要有动态定位的深水辅助船作为工 作平台，但这些船只的成本过高，而且 将电缆或连续油管从位于海底的井口（可能位于海面以下数千英尺处）下入 井筒的程序也太过复杂， 其风险要远远 高于常规的从干式采油树顶部进入的方 法。同样，利用连续油管或钢丝沿着一 个大斜度井筒去操作一个距井口数千米 的控制阀也面临着很大的风险。 以在地面驱动的液压或电力控制作 业取代机械修井作业可以有效地解决上 述难题， 但是为了使这一方案能够实现 其目标 （即通过预先采取措施避免实施 修井作业） ，控制阀应具有很高的可靠 性及很长
9、的预期使用寿命， 其维护频率 应以年计。 遗憾的是， 1998年的首个远程驱动 阀雏形在应用四个月后发生了故障， 但 该项目却向水下开采界证明了建立远程 驱动阀系统的可行性及其所具有的巨大 潜在价值2。受此成果的鼓舞，制造商 们开始生产出越来越可靠的设备。例 如， 斯伦贝谢公司的第二代远程驱动阀 的可靠率已经达到了97%。今天，从仅 具备简单的开关功能的驱动阀到由液压 驱动、 电动控制、 可无限设置变量的节 流阀， 井底流动驱动阀已形成多个种类 （下图） 。 利用上述革新技术， 工程人员 能够设计出在一定的流动截面范围内72007年冬季刊2. Konopczynski M和 Nielsen V
10、J： “Intelligent Completions ： A Decade of Innovation Revolutionizes the Industry” ，World Oil，228卷，第 5 期（2007 年 5 月 1 日） ：55-56。 永久型实时油藏和生产监测系统。 这个包含了 六个压力计的WellNet油气井地面-井下通讯系统 是专门为西非海上一个超深水项目而设计的。 为 了增加可靠性， 压力计对储层的底部和顶部以及 油管内部的压力都进行测量。 斯伦贝谢永久型石 英压力计包含有焊接式电缆头接头选件， 用于预 防腐蚀性流体、冲击、振动和拉伸作用等对其造 成破坏，从而延长其使
11、用寿命。非焊接式的电缆 头提供有三个独立的金属-金属密封圈。上述两 种压力计的额定使用寿命均为 10年。 改进后的接头。以前，大多数的监测系统故障都是由于流体通过电缆接头 （通常通过压力计电缆头）进入组件引起的。图中显示的斯伦贝谢Intellitite 干 式电偶连接器可以降低此类事故发生的可能性。该连接器采用标准的连接器 （内联电缆接头、压力计电缆头、单压力计“Y”及“Y”和“W”双压力计连 接器） 设计和配置技术， 设计上分焊接式和非焊接式两种。 非焊接式连接器配 备有独立的备用金属-金属密封圈， 而在井场这两种连接器都要利用一种声波 探测设备进行测试。 这样， 作业者可以不必单纯依赖直观
12、的压力计读数来确定 密封圈的压力密封性。（与产层的生产剖面相匹配）可远程控 制的阀门来。 尽管智能井技术应用的最初目标 （即延长油井寿命） 已经实现， 但那并不 是该技术最具潜力的应用领域。今天， 业界已经逐渐认识到， 只有将智能井技 术作为一种提高储层采收率的工具才能 够最大限度地发挥其潜力。 智能井概念 的这种变化趋势从取代修井转变为一种油藏管理工具， 能够在恶劣环境下长 期工作、 性能卓越的井下永久性压力和 温度传感器的出现大大地推动了智能井 从作为一种规避修井作业措施到油藏管 理工具的变化 （左上图） 。 随着电连接可 靠性的增强 （这在过去曾是井下电子设备中的一个薄弱环节） ，智能井
13、的寿命 得到了延长， 而这也进一步强化了智能 井作为油藏管理工具的这一新角色。 今 天， 丰富多样的可独立测试、 机械式、 全 焊接的连接器和接头使智能井技术的可 靠性实现了质的飞跃（右上图） 。 随着这些新技术的应用， 今天人们 所能监测到的数据远远不只是压力和温 度数据。 人们还利用永久型井底多相流 量计、 地震检波器和电极技术来获取井 筒外的地层图像。 这些设备都通过控制 中心进行衔接。 而这些控制中心能够帮 助人们对各种变化情况做出近乎瞬时的 响应。 同时人们也可以利用智能完井数 据不断优化和更新生产模型和模拟， 对 各个产层和分支井眼实施生产测试和测 试解释、 预测出砂和水侵以及测试
14、流量 和含水率等。智能完井的选择 储层监测和控制的优点非常明显。 例如，由于井很少只穿过单个含油气 层， 因此， 完井工程人员经常需要在多 层合采和按次序开采各个油层之间作出 选择。 以前， 只有在各个产层之间的压 力和流体组分配伍时才可能会选择多层 合采， 而且也不存在开采管理方面的问 题。 通过完井技术也可以同时开采两个 或三个 （有时甚至可以是四个） 射孔段， 各个产层之间都经过机械隔离， 并通过 单独的生产管柱流往地面。 按次序开采产层的方法通常需要在 一个产层的产油量达到经济极限后对其 实施封堵和报废， 以沿着井眼对上一个 产层实施完井。 在所有产层开采完毕之 前将一直重复这一过程。
15、 但几乎在所有 开采实例中， 利用这一开采策略都会导 致大量的储量被遗留在油层中而未得到 开采， 而且各产层衰竭开采期的延长也 将导致生产剖面不理想。油田新技术8 多层合采与按次序开采之间的比较。墨西哥湾某作业公司生产曲线表明多 层合采（红色）比按次序开采（蓝色）具有更大的产量优势。作业人员在该 井中下入了两个流动控制阀分别用于控制上下产层。在该实例中，当一个产 层的含水率威胁到净产量时，作业人员就将该产层关闭；结果显示多层合采 的产量比按次序开采的预测产量提高了 28%。3. Glandt CA： “Reservoir Aspects of Smart Wells” ， SPE 81107，
16、 发表在SPE拉美和加勒比地区石油 工程会议上，特立尼达和多巴哥西班牙港， 2003 年4 月27-30日。4. Arashi A，Konopczynski M，Nielson VJ和 Giuliani C： “Defining and Implementing Functional Requirements of an Intelligent-Well Completion System” ，SPE 107829，发表在 SPE拉美和加勒 比地区石油工程会议上，布宜诺斯艾利斯， 2007 年4 月15-18日。5. Ebadi F，Davies DR，Reynolds M和Corbett PWM：12510075?, %?5025010203040506070? B ? C, B ? A? C? A相反， 利用智能完井技术按次序开 采产层 （这需要从地面远程打开和关闭 各个产
